在落实碳排放“双控”目标中，碳市场和电力市场作为市场机制将发挥重要作用，需要激励与约束相结合，充分发挥市场机制的作用，推动碳排放“双控”政策与碳市场机制协调一致。目前全国碳市场已上线交易，全国电力市场加速推进，两个市场联系密切、相互影响，且对电力行业发展具有深远影响，亟需深入研究两个市场的协调发展问题。
碳排放“双控”政策背景
国家“十四五”规划纲要提出“完善能源消费总量和强度双控制度，实施以碳排放强度控制为主、碳排放总量控制为辅的制度”。2021年，中央经济工作会议提出“传统能源的退出要以新能源安全可靠的替代为前提。要科学考核，新增可再生能源和原料用能不再纳入能源消费总量控制，实现能耗‘双控’向碳排放总量和强度‘双控’转变”。党的二十大报告提出“完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，逐步转向碳排放总量和强度‘双控’制度”。中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》，会议指出“从能耗双控逐步转向碳排放‘双控’，要坚持先立后破，完善能耗‘双控’制度，优化完善调控方式，加强碳排放‘双控’基础能力建设，健全碳排放‘双控’各项配套制度，为建立和实施碳排放‘双控’制度积极创造条件。”在碳达峰、碳中和的大背景下，从能耗“双控”转向碳排放“双控”，将使得控碳举措更加精准，有利于实现经济发展与“双碳”目标的有机统一。电力作为国民经济的基础支撑产业，同时也是碳排放的重要来源，在实现碳排放“双控”目标过程中，相关政策对电力行业和电力市场也提出了要求。
一是加快构建新型电力系统。碳排放“双控”政策下，将促进终端电气化率提升，部分能源消费将实现绿电替代。新型电力系统有利于推进新能源安全高水平消纳，在保障能源供应安全的前提下，建立适应新能源比例不断增加的电力系统，发挥煤电对新能源发电的支撑调节和兜底保障作用，逐步提高新能源在终端能源消费中的比例。
二是加快扩大绿电交易。近日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布通知，提出“实现绿证对可再生能源电力的全覆盖”。碳排放“双控”方案中特别指出，地方和企业的可再生能源电力消费，不纳入能源消费总量控制考核，这就释放出更多的绿色增长动能。未来随着碳排放“双控”政策持续推进，叠加新能源成本持续降低、用户侧进入碳市场等因素，绿色电力交易需求的增长将成为长期趋势。
三是加快绿电精准计量核算。碳排放“双控”政策将促进碳排放控制与国际接轨。2019年，欧盟提出了《欧洲绿色新政》，倡导绿色能源消费，同时对出口欧洲的产品提出了生产、加工、销售全流程绿色电力认证的要求。我国众多外贸型企业需要得到“精确计量核算”的绿色电力认证，才能进入国际市场，抵消国际贸易“碳成本” 。
碳市场和电力市场的关系
电力市场和碳市场相对独立
电力市场和碳市场形成根源不同，市场运作相对独立。两者有各自的政策、管理和交易等体系，管理运作、交易流程等截然不同。电力市场属于需求驱动性市场，交易标的主要是电能量，实时运行要物理交割，开展年度、月度、日前、实时等周期的连续交易。碳市场属于政策驱动性市场，交易标的主要是碳配额及衍生品，具有金融属性，可不连续交易。
从运营管理来看，两者分属不同的交易品种，完全可以在两个独立交易系统或平台上开展交易。但需要注意的是，两者也可以在同一个交易系统或平台上开展交易，如伦敦洲际交易所、欧洲能源交易所，既开展碳配额交易，也可以开展电力期货交易。
有共同的市场主体
火电企业同时参与碳市场与电力市场，两个市场通过共同的市场主体相连。火电企业是两个市场的重要主体，在碳市场中占据主要份额，通过其发电行为和交易决策将两个市场关联起来。火电企业综合考虑两个市场的供需及价格走势、自身的碳排放水平和配额分配情况等，在两个市场中作出最优决策。
在碳排放总量控制下，火电企业需要提交与其实际发电的碳排放量相等的碳排放配额，不足部分可以从碳市场中购买。火电企业碳排放配额分配数量和方式，将影响其发电行为。按照基准线方法分配配额，高效、低排放机组将获得更多配额，可以选择多发电或出售配额，而低效、高排放机组获得的配额相对较少，可以选择购买配额，或者少发电并转让发电权。随着电改的深入，除公益性和调节性之外的发电计划逐步放开，发电企业可以根据自身情况和市场状况安排生产。
两个市场价格联动是核心
从理论和国际实践来看，电力市场化条件下，碳价能够向电价传导，同时电价也会反向影响碳价。一方面，碳价会叠加到火电企业在电力市场的报价中，影响交易价格。另一方面，电力市场供需情况和价格变化会影响火电发电量，电量增减影响碳配额购买需求，进而影响碳价水平。
欧美地区电力市场建设相对成熟，电力市场化环境下，电力企业可以将碳价计入发电成本中，部分或全部转移到终端消费者。根据有关学者研究，欧洲电力市场中，纳入欧盟温室气体排放贸易机制(EUETS)的发电企业可将60%～100%的碳排放成本转移到电价中。因此，实施碳交易政策，应允许电价上涨，避免对电力投资产生影响，以保障电力供应。
共同促进可再生能源发展
电力市场和碳市场在减排目标上具有一致性，从不同方面体现了环境价值属性，共同推动能源电力低碳转型。电力市场通过可再生能源配额制、绿证等政策机制体现可再生能源的环境价值属性，利用市场机制促进可再生能源消纳利用。碳市场将碳排放转化为控排企业内部经营成本，导致火电度电成本增加，进而提高可再生能源竞争优势。
随着全国碳市场的建立，在碳排放总量约束下，促使电力企业实施节能减排，开发和利用低碳和节能技术，推动风电、光伏发电等低碳能源的大力发展，同时将碳价计入火电企业成本，降低其市场竞争力，也为可再生能源提供发展空间。我国风电、太阳能等可再生能源资源丰富但大多远离负荷中心，通过加快建立能够提供实时平衡、辅助服务等灵活交易的全国统一电力市场，将促进清洁能源在更大范围内的配置消纳。构建全国统一电力市场，还可以充分利用地区负荷特性、电源结构差异，优化不同地区的发电决策，实现分季节、区域间余缺调剂、优势互补，通过大范围优化资源配置实现系统节能减排效益。
我国碳市场和电力市场的关系分析
从国际经验来看，电力市场与碳市场相对独立，主要通过共同的市场主体和价格相连。国外发达国家的电力市场与碳市场建设相对成熟，碳价可通过电价有效传导，两个市场衔接顺畅。与国外不同，我国火电仍占较大比例，且电力市场仍处在计划和市场并存阶段，因此我国电力市场和碳市场相互影响程度较高，联系非常紧密。原因如下：
两个市场价格传导机制不完善
我国电力市场处于计划向市场转型期，碳价和电价短时期内难以有效传导，两个市场建设需要统筹考虑相互影响和制约因素。美国、欧盟等发达国家的电力市场相对成熟，电厂生产所增加的碳成本可以通过市场进行传导，继而实现优化电源结构与盈利模式、改善电力用户的用电习惯、促进技术进步和完成碳排放目标的目的。我国电力市场和碳市场都在建设完善中，且电力市场在一段时期内仍存在计划与市场“双轨制”，碳价与电价传导机制还不完善。因此，两个市场在政策设计、推进进程、衔接机制等方面需要统筹考虑。
火电发挥重要的连接作用
目前我国火电发电量仍占60%以上，火电在碳市场和电力市场中的比重都很大，火电在一个市场中的运营情况会直接影响到另外一个市场。欧美等发达国家电力需求增长平缓，50%以上的煤电机组服役时间超过30年，在减碳要求下自然退役。而我国电力需求仍在增长，电力行业还要承接交通、建筑、工业等部门电气化带来的减排任务，需要煤电在保障电力可靠供应和提供系统灵活性等方面继续发挥作用。此外，我国煤电机组平均服役年限12年，大规模提前退役将带来巨大的搁浅成本。我国碳市场建设需要针对以上情况进行特殊考虑和专门设计。
碳市场扩容将促进电碳耦合
未来，钢铁等其他行业纳入碳市场后，我国在企业碳核算时会纳入使用电力所产生的间接碳排放，用电量和用电结构对碳排放量核算结果产生直接影响，因此“电-碳”市场耦合度更高。国外碳市场主要涵盖化石燃料燃烧等产生的直接排放，我国碳市场不仅涵盖化石燃料燃烧产生的直接排放，还涵盖使用电力、热力等产生的间接排放。其中，用电碳排放由用电量乘以对应电网平均排放因子得出。因此，控排主体的用电量和用电结构均会影响排放核算结果。
我国“电-碳”市场协同策略
“电-碳”市场互相影响、互为约束，需要在市场空间、价格机制、市场政策和绿色认证等方面加强协同，形成推动电力系统低碳转型的最大合力。
市场空间协同
随着碳达峰、碳中和的深入推进，全国碳市场配额总量空间将逐步收紧，而电力要支撑经济持续稳定增长、承接工业和交通等其他行业转移的减排责任，仍面临相当长的扩张期。因此，应当合理划定“电-碳”市场空间，同频共振、相互促进，避免相互掣肘、削弱。
一是碳配额分配空间及行业基准线设定“适度宽松”，给电力行业留足转型时间。兼顾煤电作为近中期主力电源和托底保供的支撑作用，充分考虑煤电减碳、降碳技术发展进程，配额分配不宜过紧，要实现平稳转型、安全降碳。
二是要充分满足应急保障电源排放需求，对应碳排放配额“宜免则免”。对于承担应急保障、关乎电力系统安全稳定的关键火电机组，应当给予充足的碳排放配额或不再纳入强制控排范围。
价格机制协同
可通过畅通“电-碳”市场价格传导链条，促进碳成本在全社会不同行业的分摊疏导，引导全社会节能降碳。
一是完善针对未放开上网电量、未参与市场用户的碳价传导机制，体现公平分担原则。近期，部分地区煤电因发用电计划匹配、应急保供等原因，一时还难以进入市场，需要单独设计碳成本传导机制。另外，碳成本通过市场竞价传导到市场化用户，对于未参与市场的用户，也需要设计相应的碳成本分摊机制。
二是丰富碳成本多元疏导渠道，避免在电力领域过度征收、推高终端电价。借鉴国际经验，通过配额有偿拍卖或碳税与碳市场搭配实施等方式，取得的专款用于用户补贴或资助减碳项目，以减缓碳成本对电力领域的压力。
三是创新“电-碳”市场主体的利益共享机制，统筹涉碳资金再平衡，形成良性循环和激励。新能源通过参与绿电交易、国家核证自愿减排量(CCER)交易获得额外收益，“反补”火电提供的辅助服务成本，而火电企业所获收入对冲碳成本增加。通过“电-碳”市场联动，既促进新能源消纳，又引导火电向灵活调节资源转变，形成良性循环。
市场政策协同
目前，电力市场和碳市场建设分别由不同的国家部委负责推进，在实际工作中需加强政策协调。
一是增强两个市场在目标任务、建设时序、引导市场主体行为改变等方面的一致性。两个市场要围绕“双碳”目标、能源转型“同一命题”系统谋划政策体系、一体化推进市场建设,在推动煤电结构优化、煤电功能转换及促进低碳投资等方面形成合力。
二是推动电力行业控碳、减碳政策关联耦合、彼此配套，尤其是可再生能源相关政策。各省火电碳配额总量与可再生能源配额制总量目标要相匹配，确保能够合理执行。绿证对可再生能源电力全覆盖后，要协调好可再生能源配额制、绿证交易和CCER交易之间的衔接关系，要避免重复激励和考核。
绿色认证协同
我国绿电交易试点已顺利起步，绿电的环境价值需要在碳市场被认可，以提高用户购买绿电的积极性。
一是探索绿证作为用户侧间接碳排放核算的凭证。控排企业购买了绿色电力，在其碳排放量核算中，以绿证为凭证，仅计算扣除绿色电量部分的用电碳排放，实现碳市场的协同增效作用。
二是探索CCER和绿证两个体系的信息联通。政策已经明确提出绿证对可再生能源电力全覆盖，CCER也将于年内重启，如何实现CCER和绿证两个市场的信息互通至关重要，例如绿证可为CCER项目发电量、减排量核证提供凭证。
本文刊载于《中国电力企业管理》2023年08期，作者系国网能源研究院有限公司副总工程师兼企业战略研究所所长
责任编辑：周末
